Algoritmi predittivi per la gestione ottima degli accumuli di impianti fotovoltaici residenziali

POLITECNICO DI MILANO

Scuola di Ingegneria Industriale e dell’Informazione

Corso di studio: ELECTRICAL ENGINEERING

ALGORITMI PREDITTIVI PER LA

GESTIONE OTTIMA DEGLI ACCUMULI

DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

RESIDENZIALI

Relatore: Prof. Loredana Cristaldi

Correlatore: Prof. Sergio Brofferio

Tesi di laurea di:

Nick Lauwers Matr. 864465

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Ringraziamenti

Desidero ricordare tutti coloro che mi hanno aiutato nella stesura della tesi con suggerimenti, critiche ed osservazioni: a loro va la mia gratitudine, anche se a me spetta la responsabilità per ogni errore contenuto in questa tesi.

Ringrazio anzitutto la Professoressa Cristaldi, Relatore, il Professor Brofferio, Co-relatore: senza il loro supporto e la loro guida sapiente questa tesi non esisterebbe.

Un ringraziamento particolare va ai colleghi ed agli amici che mi hanno incoraggiato o che hanno speso parte del proprio tempo per leggere e discutere con me le bozze del lavoro, in particolare ci tengo a ringraziare la Dott.ssa Mariagrazia Peigottu che mi ha sostenuto e motivato durante tutto il percorso accademico e l’Ing. Marco Murciano a cui devo tutte le mie conoscenze informatiche. Vorrei infine ringraziare le persone a me più care: i miei amici, la mia famiglia ed infine mia madre, a cui questo lavoro è dedicato.

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Introduzione

L’argomento che si desidera trattare nel corso della tesi riguarda l’implementazione di alcuni algoritmi, il cui compito è gestire l’interazione tra un’abitazione dotata sia di un impianto fotovoltaico che di un sistema di accumulo e la rete di distribuzione. Attraverso questi algoritmi si vuole ridurre al minimo la spesa economica dovuta all’acquisto dell’energia elettrica dalla rete, ovvero si vuole rendere l’utenza il più autonoma possibile. Vengono quindi di seguito analizzate le principali parti che compongo un impianto fotovoltaico e le tecnologie di accumulo disponibili, in modo tale da poter ipotizzare un impianto su cui far lavorare gli algoritmi. Nello specifico si desidera implementare degli algoritmi capaci di effettuare una previsione dell’andamento delle variabili principali dell’impianto. Tali previsioni vengono elaborate sulla base delle previsioni metereologiche disponibili e sui consumi stimati dell’utenza. Tutto ciò permette di ottenere una conoscenza anticipata dell’andamento dei costi relativi al prelievo dell’energia elettrica dalla rete e di minimizzare tali costi tramite una gestione ottimale del sistema di accumulo. La gestione dell’energia presente nel sistema di accumulo viene effettuata tramite gli algoritmi implementati, che a seguito di una valutazione dell’energia prodotta dai pannelli fotovoltaici e consumata dall’utenza elaborano la strategia di gestione ottimale delle batterie, che permette dunque di rendere l’utenza il più autonoma possibile e di conseguenza di ridurre il costo dei consumi energetici.

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Indice dei contenuti

TITOLO DELLA TESI ... 1

RINGRAZIAMENTI ... 2

INTRODUZIONE ... 3

INDICE DEI CONTENUTI ... 4

INDICE DELLE FIGURE ... 6

INDICE DELLE TABELLE... 8

CAPITOLO 1 PRESENTAZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO ... 9

1.1 Caratteristiche dell’impianto fotovoltaico ... 9

Pannelli fotovoltaici ... 15

Inverter ... 16

1.2 Funzionamento dell’impianto fotovoltaico ... 17

Radiazione solare ... 18

1.3 Conversione della radiazione solare in energia ... 21

1.4 Pannelli in silicio cristallino ... 25

1.5 Tipologie degli impianti fotovoltaici ...26

1.5.1 Impianti isolati ...26

1.5.2 Impianti collegati alla rete ... 27

1.6 Produzione energetica annua attesa ...29

1.7 Inclinazione dei pannelli fotovoltaici ... 31

CAPITOLO 2 ANALISI DELLE CURVE DI CARICO DEI CLIENTI DOMESTICI ... 34

2.1 Le curve di carico ... 34

2.2 Tipologia dei giorni ... 36

Feriale ... 36

Sabato ... 37

Festivo ... 38

2.3 Evoluzione delle tecnologie e delle curve di carico ... 39

Utilizzo degli apparecchi elettrici ... 42

2.4 Analisi socio-economica delle famiglie italiane ... 42

2.5 Confronto fra il prezzo dell’energia e le curve di carico ... 45

5

CAPITOLO 3 DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA DI ACCUMULO ... 48

3.1 Sistemi di accumulo ... 48

3.2 Applicazioni dei sistemi di accumulo ...49

3.3 Tecnologie disponibili ... 50

3.4 L’accumulo elettrochimico ... 51

3.5 Valutazioni e prove per applicazioni di Generazione Diffusa ... 53

CAPITOLO 4 ALGORITMO ISTANTANEO... 59

4.1 Presentazione ... 59 Prelievo ... 61 Autoconsumo ... 62 Immissione ... 63 4.2 Funzionamento ...64 4.3 Simulazioni ... 71

CAPITOLO 5 ALGORITMO DI PREVISIONE A TRE STATI ... 86

5.1 Presentazione ... 86 5.2 Funzionamento ... 89 Parte prima ... 91 Parte seconda ... 93 Parte terza ...96 Schema a blocchi ... 97 5.3 Simulazioni ... 101

CAPITOLO 6 ALGORITMO DI PREVISIONE A K STATI ... 115

6.1 Presentazione ...115

6.2 Funzionamento ... 119

Funzione carica_dati ... 122

Funzione previsione_fwd ... 124

Funzione previsione_ric ... 126

6.3 Descrizione analitica delle funzioni ... 129

6.4 Simulazioni ... 138

CAPITOLO 7 CONCLUSIONI ... 154

NOTE BIBLIOGRAFICHE ... 158

APPENDICE: CODICI MATLAB ... 161

Algoritmo istantaneo ... 161

Algoritmo a tre stati ... 164

6

Indice delle figure

Figura 1.1Schema dell'impianto ipotizzato. Pag.10

Figura 1.2 Interfaccia simulazione radiazione. Fonte: JRC. Pag.12

Figura 1.3 Produzione energetica stimata e andamento nel corso dei mesi. Fonte: JRC. Pag.14 Figura 1.4 Valori attesi e andamento dell’irraggiamento nel corso dei mesi. Fonte: JRC. Pag.14 Figura 1.5 Percorso del sole e relativa altezza in due diversi periodi dell'anno. Pag.15

Figura 1.6 Irraggiamento medio orario giornaliero nei vari mesi dell'anno. Pag.18 Figura 1.7 Scomposizione della radiazione al suolo nelle diverse componenti. Pag.18 Figura 1.8 Irraggiamento solare medio del globo. Fonte: NASA. Pag.20

Figura 1.9 Radiazione media annuale in Italia. Fonte PVGSI. Pag.21 Figura 1.10 Rappresentazione della giunzione p-n. Pag.22

Figura 1.11 Struttura di una cella in silicio. Pag.22

Figura 1.12 Dalla cella elementare al generatore fotovoltaico. Fonte: ABB. Pag.23

Figura 1.13 Illustrazione delle parti che compongono un pannello fotovoltaico. Pag.24 Figura 1.14 Pannelli fotovoltaici in silicio Monocristallino e in silicio Policristallino. Pag.25

Figura 1.15 Schema impianto isolato. Fonte: Impianti Elettrici. Pag.26

Figura 1.16 A) Piccoli impianti FV monofasi di utenze civili con potenze istallate fino 6KW. B) Impianti FV con potenze sino a 6MW collegati alla rete MT di distribuzione. C) Impianti FV con potenza maggiore di 6 MW collegati alla rete AT. Pag.27/28 Figura 1.17 Rappresentazione del moto terrestre attorno al Sole. Pag.31

Figura 1.18 Rappresentazione del calcolo dell'inclinazione dei pannelli. Pag.32 Figura 1.19 Percorso del Sole (latitudine 45° Nord). Fonte: ABB. Pag.33

Figura 2.1 Curve di carico medio del giorno feriale, relative alle quattro stagioni (2011); Pag.37 Figura 2.2 Curve di carico medio del sabato, relative alle quattro stagioni (2011); Pag.37 Figura 2.3 Curve di carico medio del giorno festivo, relative alle quattro stagioni; Pag.38

Figura 2.4 Indagine Istat sui consumi energetici delle famiglie. (Dicembre 2014). Pag.40

Figura 2.5 Distribuzione delle famiglie per consumo elettrico annuo. Pag.43 Figura 2.6 Prezzi medi orari sul mercato elettrico (MGP) in Italia. Pag.45 Figura 3.1 Efficienza energetica di alcune tecnologie di accumulo. Pag.51

Figura 3.2 Durata di vita espressa in numero di cicli di alcune batterie. Pag.52

Figura 3.3 Andamento nel tempo della curva dei consumi e dell’energia prodotta. Pag.53 Figura 3.4 Differenti casistiche per il calcolo dei costi. Pag.55

Figura 3.5 Costo dell’energia (in €/KWh) in diversi paesi europei. Fonte: Eurostat. Pag.56 Figura 4.1 Schema dell’Impianto. Pag.59

Figura 4.2 Schema energetico dell'impianto. Pag.60

Figura 4.3 Schema energetico in configurazione di prelievo. Pag.62

Figura 4.4 Schema energetico in configurazione di autoconsumo con scarica. Pag.63 Figura 4.5 Schema energetico in configurazione di autoconsumo con carica. Pag.63 Figura 4.6 Schema energetico in configurazione di immissione. Pag.64

Figura 4.7 Funzione per l'acquisizione e la normalizzazione dei dati. Pag.65 Figura 4.8 Flowchart della funzione l'acquisizione e la normalizzazione dei dati. Pag.66

Figura 4.9 Funzione per il calcolo del costo ad ogni intervallo della simulazione. Pag.68 Figura 4.10 Flowchart della funzione creata per il calcolo del costo. Pag.69

Figura 4.11 Schema a blocchi dell’algoritmo istantaneo. Pag.70

Figura 4.12 Andamento dell'energia prodotta dai pannelli (Epv) e dell'energia consumata dall'utenza (Eu) nel corso delle 24 ore. (dicembre 2015). Pag.72

Figura 4.13 Andamento dell'energia prelevata/ immessa nella rete (Er) e dell’energia immagazzinata nelle batterie (SOCk). (dicembre 2015, SOCO=Eo). Pag.73

Figura 4.14 Andamento di tutte le grandezze del sistema. (SOCO=Eo). Pag.74

Figura 4.15 Andamento del costo totale dell’energia elettrica durante i vari istanti della simulazione. Pag.75

Figura 4.16 Andamento dell'energia prelevata/ immessa nella rete (Er) e dell’energia immagazzinata nelle batterie (SOCk). (dicembre 2015, SOCO=Ec). Pag.76

7

Figura 4.17 Andamento di tutte le grandezze del sistema. (dicembre 2015, SOC0=Ec). Pag.77 Figura 4.18 Andamento del costo totale dell’energia elettrica durante i vari istanti della simulazione. Pag.78

Figura 4.19 Andamento dell'energia prodotta dai pannelli (Epv) e dell'energia consumata dall'utenza (Eu) nel corso delle 24 ore. (giugno 2016). Pag.79

Figura 4.20 Andamento dell'energia prelevata/ immessa nella rete (Er) e dell’energia immagazzinata nelle batterie (SOCk). (giugno 2016, SOCO=Eo). Pag.80

Figura 4.21 Andamento di tutte le grandezze del sistema. (giugno2016, SOCO=Eo). Pag.81 Figura 4.22 Andamento del costo totale dell’energia elettrica durante i vari istanti della simulazione. Pag.82

Figura 4.23 Andamento dell'energia prelevata/immessa nella rete (Er) e dell’energia immagazzinata nelle batterie (SOCk). (giugno 2016, SOCO=Ec). Pag.83

Figura 4.24 Andamento di tutte le grandezze del sistema. (giugno2016, SOCO=Ec). Pag.84 Figura 4.25 Andamento del costo totale dell’energia elettrica durante i vari istanti della simulazione. Pag.85

Figura 5.1 Esecuzione dell’algoritmo di programmazione dinamica. Pag.89

Figura 5.2 Schematizzazione dei tre livelli energetici in cui possono trovarsi le batterie. Pag.91 Figura 5.3 Diagramma di flusso della prima parte dell’algoritmo. Pag.92

Figura 5.4 Procedimento di valutazione dei costi per ogni intervallo (da n=2 a n=N). Pag.94 Figura 5.5 Diagramma di flusso della seconda parte dell’algoritmo. Pag.95

Figura 5.6 Diagramma di flusso della seconda parte dell’algoritmo. Pag.96 Figura 5.7 Algoritmo predittivo a tre stati. Pag.97

Figura 5.8 Scelta della configurazione per il primo intervallo di tempo (n=1). Pag.98 Figura 5.9 Ottimizzazione al tempo n del Prelievo (k=1) per p=1;3. Pag.98

Figura 5.10 Ottimizzazione al tempo n dell’Autoconsumo (k=2) per p=1;3. Pag.99 Figura 5.11 Ottimizzazione al tempo n dell’Immissione (k=3) per p=1;3. Pag.99 Figura 5.12 Calcolo caratteristiche del cammino ottimo. Pag.100

Figura 5.13 Esempio della tipologia di dati utilizzati per effettuare la simulazione. Pag.102 Figura 5.14 Andamento dell'energia che si prevede verrà prodotta dai pannelli (Epv) e

dell'energia che si considera verrà consumata dall'utenza (Eu) durante la simulazione. Pag.103 Figura 5.15 Andamento dell'energia prelevata/ immessa nella rete (Er) e dell’energia

immagazzinata nelle batterie (SOC) durante il corso della simulazione. Pag.104

Figura 5.16 Andamento di tutte le grandezze del sistema durante la simulazione. Pag.105 Figura 5.17 Andamento della variabile costo durante il corso della simulazione. Pag.106 Figura 5.18 Range dei possibili costi (previsti). Pag.107

Figura 5.19 Andamento dell'energia prelevata/ immessa nella rete (Er) e dell’energia immagazzinata nelle batterie (SOC) durante il corso della simulazione. Pag.108

Figura 5.20 Andamento di tutte le grandezze del sistema durante la simulazione. Pag.109 Figura 5.21 Andamento della variabile costo durante il corso della simulazione. Pag.110 Figura 5.22 Range dei possibili costi (previsti). Pag.111

Figura 5.23 Andamento di tutte le grandezze del sistema durante la simulazione. Pag.112 Figura 5.24 Andamento della variabile costo durante il corso della simulazione. Pag.113 Figura 6.1 Rappresentazione dei percorsi Pi e Pi+1. Pag.117

Figura 6.2 Rappresentazione schematica dei livelli limite del sistema di accumulo. Pag.123 Figura 6.3 Flowchart della funzione carica_dati. Pag.130

Figura 6.4 Flowchart della funzione previsione_fwd. Pag.133 Figura 6.5 Flowchart della funzione previsione_ric. Pag.137

Figura 6.6 Andamento del livello energetico durante il percorso a costo massimo. Pag.141 Figura 6.7 Andamento del livello energetico durante il percorso a costo minimo. Pag.143 Figura 6.8 Andamento di tutte le grandezze del sistema durante la simulazione. Pag.144 Figura 6.9 Andamento del livello energetico durante il percorso a costo minimo. Pag.146 Figura 6.10 Andamento di tutte le grandezze del sistema durante la simulazione. Pag.149 Figura 6.11 Andamento della variabile costo durante il corso della simulazione. Pag.149 Figura 6.12 Andamento del livello energetico delle batterie durante il percorso a costo minimo previsto. (K=1=0,75kW & K=2251=3kW). Pag.152

8

Indice delle tabelle

Tabella 1.1 Valori medi della radiazione e dell'energia elettrica prodotta. Pag.13 Tabella 1.2 Valori del coefficiente di albedo per le superfici di maggior utilizzo. Pag.19 Tabella 1.2 Valori medi giornalieri mese per mese. Fonte: banca dati ENEA. Pag.29 Tabella 1.3 valori della radiazione solare media annuale su piano orizzontale. Pag.30

Tabella 2.1 Consumo giornaliero per le varie tipologie di giorno nelle quattro stagioni. Pag.39 Tabella 2.2 Indagine sulla diffusione dei principali elettrodomestici. Pag.41

Tabella 2.3 Divisione degli utenti in quattro categorie in base al consumo medio annuo. Pag.44 Tabella 2.4 Spesa per la materia energia. Fonte: AEEGSI (2017). Pag.47

Tabella 2.5 Servizi di rete (Spesa per il trasporto e la gestione del contatore e spesa per oneri di sistema). Fonte: AEEGSI (2017). Pag.47

Tabella 3.1 Confronto dei costi in funzione della grandezza dell’impianto d’accumulo. Pag.56 Tabella 3.2 Costi evitati grazie alle diverse capacità del sistema d’accumulo. Pag.57

Tabella 3.3 Profitto a distanza di 10 e 15 anni ottenuto con le diverse capacità del sistema d’accumulo. Pag.57

Tabella 4.1 Valori della radiazione solare del 9 settembre 2016. Pag.64 Tabella 4.2 Valori dei consumi dell’utenza un giorno Feriale. Pag.65 Tabella 6.1 Esempio della matrice M(k,t) con K=4 ed N=5. Pag.125

Tabella 6.2 Rappresentazione vettoriale dell’esempio con K=4 ed N=5. Pag.125 Tabella 6.3 Vettore dei livelli energetici relativo al percorso a costo massimo. Pag.140 Tabella 6.4 Vettore dei livelli energetici relativo al percorso a costo minimo. Pag.142 Tabella 6.5 Vettore dei livelli energetici relativo al percorso a costo minimo. Pag.145 Tabella 6.6 Vettore dei livelli energetici relativo al percorso a costo massimo. Pag.151 Tabella 6.7 Confronto dei tempi necessari per concludere una simulazione. Pag.153 Tabella 7.1 Confronto dei tempi necessari per elaborare il risultato. Pag.156

9

CAPITOLO 1

PRESENTAZIONE DELL’IMPIANTO

FOTOVOLTAICO

1.1 Caratteristiche dell’impianto fotovoltaico

Vengono qui presentati e analizzati i dati relativi all’impianto preso in considerazione, con lo scopo di ottenere dei dati di partenza per le simulazioni e di avere dei dati concreti riferiti a una situazione specifica.

Per quanto riguarda la tipologia di famiglia si è deciso, dopo aver analizzato i profili di consumo, considerando anche la fascia di reddito delle famiglie, di prendere come riferimento una famiglia con un profilo di medio-alto consumo, ovvero con un consumo medio annuo intorno ai 3.100 KWh. L’abitazione considerata è stata ipotizzata in Milano, ed è un’abitazione monofamiliare dove risiede una famiglia composta (dati i consumi) da 3/4 persone con una superficie abitativa intorno ai 120 metri quadrati con la possibilità di installare un impianto fotovoltaico sul tetto. L’impianto fotovoltaico che si è deciso di ipotizzare/analizzare si è considerato composto dalle seguenti parti principali:

1) pannelli fotovoltaici (installati sul tetto dell’abitazione) 2) inverter

3) carichi domestici (utenza) 4) rete di distribuzione 5) batterie per l’accumulo

10

R

el

az

ion

e f

ra

le pot

enz

e:

P

L

=

P

PV

+

P

B

>

0

;

P

R

=

P

U

+

P

L

><

0

;

Eq

u

az

ioni

d

i s

ta

to a

l t

empo n:

E

L

=

E

PV

(

n)

+

(

Ep

-Ek)

>

0

;

Er(n)

+

E

pv(

n)

+

(

Ep

-Ek)

=

Eu(

n)

F ig u ra 2 .1 Sc hema d ell 'impi a nto ipo ti zz a to

11

Dallo schema si possono effettuare alcune considerazioni preliminari:

- Le frecce che indicano la direzione con cui avvengono gli scambi di energia sono per lo più unidirezionali, eccetto per la batteria e per la rete, in quanto la batteria può accumulare energia (durante il giorno quando i pannelli sono in funzione) e erogare energia (quando è carica) mentre la rete di distribuzione può immettere o ricevere energia ovvero l’impianto è capace sia di acquistare energia dalla rete sia di vendere energia al fornitore. - L’energia delle batterie d’accumulo e della rete di distribuzione sono considerate positive quando “entranti” nel sistema, quindi quando le batterie si stanno caricando il segno sarà negativo e lo stesso vale per la rete di distribuzione quando ci troviamo in una situazione di immissione in rete.

- Le batterie sono caricate in corrente continua mentre i carichi domestici sono alimentati in corrente alternata, per questo sono presenti un convertitore DC/DC e un convertitore DC/AC.

Questi vincoli che si sono imposti in fase di progettazione sono alla base del funzionamento del nostro impianto fotovoltaico e sono da tenere in considerazione sia durante la fase di progettazione sia durante la fase di simulazione.

Avvalendosi dei dati riguardanti l’irradiazione media giornaliera e annuale si è potuto procedere con il dimensionamento dell’impianto. Per raggiungere tale obiettivo si è usato il simulatore creato e messo a disposizione dal Joint Research Centre, che è composto da sette istituti di ricerca dislocati in cinque paesi europei (Belgio, Germania, Italia, Paesi Bassi e Spagna) e che si occupa tra le tante attività di registrare i dati relativi all’irraggiamento solare.1

Questo simulatore permette di calcolare in base alla località e alla potenza dell’impianto installato l’energia media prodotta in un giorno e in un mese, attraverso la quale si calcola poi l’energia media annua che si riesce a produrre. Come input il simulatore richiede oltre la località e la potenza di picco che si desidera soddisfare anche le modalità d’installazione dell’impianto e le perdite del sistema. In questo caso si è deciso di considerare, data la tipologia delle case nella città di Milano, un tetto con un’inclinazione di 30° orientato verso sud. Per quanto riguarda invece le perdite energetiche del sistema, il simulatore richiede di inserire le perdite senza considerare quelle dovute ai pannelli fotovoltaici che vengono calcolate dal programma stesso in base alla località. Considerando quindi le perdite delle apparecchiature che compongono il sistema si è ipotizzato che queste possano essere intorno al 15%, dato che normalmente il rendimento dell’impianto è compreso tra il 75% e 85%.2

Tenendo conto del consumo medio annuo riportato precedentemente, si è assunto che la potenza dell’impianto sia pari a 3KW di picco.

Di seguito è riportata l’immagine della schermata principale del sito JRC, nel quale sono stati inseriti i dati relativi all’impianto considerato.

12

Figura 1.2 Interfaccia simulazione radiazione. Fonte: JRC.

Una volta inseriti i valori come illustrato nell’immagine precedente il simulatore ha riportato i seguenti risultati:

PVGIS stima dell’energia generata

- Posizione: 45°27'55" North, 9°11'9" East, Elevation: 135 m a.s.l., - Database della radiazione utilizzato: PVGIS-CMSAF

- Potenza nominale dell’impianto fotovoltaico: 3.0 kW - Perdite stimate dovute all’effetto di riflessione: 2.7% - Altre perdite (conduttori, inverter etc.): 15.0% - Perdite totali dell’impianto: 25%

13

Tabella 4.1 Valori medi della radiazione e dell'energia elettrica prodotta (per giorno/ mese).

Fonte: JRC.

Dove:

- Ed = Energia media giornaliera prodotta dal sistema (KWh) - Em = Energia media mensile prodotta dal sistema (KWh)

- Hd = Radiazione solare media giornaliera ricevuta dai moduli fotovoltaici (KWh/m^2) - Hm = Radiazione solare media giornaliera ricevuta dai moduli fotovoltaici (KWh/m^2)

14

Figura 1.3 Produzione energetica stimata e andamento nel corso dei mesi. Fonte: JRC.

15

Figura 1.5 Percorso del sole e relativa altezza in due diversi periodi dell'anno. Fonte: JRC. Il primo rappresenta la produzione energetica stimata e il suo andamento nel corso dei mesi; il secondo mostra i valori attesi e l’andamento dell’irraggiamento nel corso dei mesi; infine il terzo mostra in due diversi periodi dell’anno il percorso del sole e la sua altezza.

Pannelli fotovoltaici

Avendo considerato quindi di voler installare un impianto dalla potenza di picco di 3Kw, si può ora procedere a valutare il numero di pannelli fotovoltaici necessari e lo spazio che andranno ad occupare. Per quanto riguarda il tipo di pannelli, si è ipotizzato di utilizzarli composti in silicio policristallino di potenza unitaria pari a 175 W. In queste condizioni sono necessari 17 pannelli, questo valore si ricava dalla relazione 3000W/175W=17. Si ipotizza inoltre che i pannelli vengano tutti collegati in serie in un’unica stringa.

Le principali caratteristiche del generico pannello, a cui facciamo riferimento, dichiarate dal costruttore sono:3

• Potenza nominale PMPP 175 W • Efficienza 12.8 %

• Tensione VMPP 23.30 V

• Corrente IMPP 7.54 A

• Corrente di corto circuito ISC 8.02 A • Tensione massima 1000V

16

• Dimensioni 2000 x 680 x 50 mm • Superficie 1.36 m2 • Densità di potenza 128.7 W/m2 • Isolamento classe II • Coefficiente di temperatura PMPP -0.43%/°C • Coefficiente di temperatura U -0.107 V/°C

Dove la dicitura MPP identifica le grandezze elettriche in corrispondenza del punto di massima potenza in condizione di irraggiamento standard.

La superficie totale ricoperta dai pannelli sarà quindi pari a 1.36 x 17 ≈ 23 m2_{, inferiore alla} superficie a disposizione sul tetto dell’abitazione. I risultati ottenuti mostrano quindi che l’impianto da 3kW ipotizzato, pùò essere installato, in quanto di dimesioni appropriate, sia di potenza che di spazio.

Inverter

L’inverter è il dispositivo elettronico che ha il compito di trasformare l’energia continua, prodotta dai pannelli fotovoltaici, in energia alternata monofase o trifase. Tale energia, così facendo, risulta utilizzabile sia per alimentare l’utenza e i suoi carichi, sia per l’immissione in rete quando il sistema lo permette. I convertitori utilizzati per immettere l’energia in rete sono normalmente del tipo a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse with modulation) e dotati della funzione MPPT (Maximum Power Point Tracking) di inseguimento del punto a massima potenza. Tale funzione permette di individuare in ogni istante il punto di lavoro ottimo sulla caratteristica V-I (tensione-corrente) del generatore fotovoltaico per cui si ottiene il massimo trasferimento di potenza nei confronti del carico che risulta sempre posizionato a valle dell’inverter. Il convertitore ha anche il compito di stabilizzare gli output (tensione e corrente) dell’impianto fotovoltaico, dato che variano al variare dell’irraggiamento e della temperatura, mentre il carico lavora normalmente con valori di tensione costante. Infine l’inverter deve possedere:4

- delle protezioni per la disconnessione dalla rete in caso di valori fuori norma di tensione e frequenza;

- delle protezioni contro le sovratensioni e le sovracorrenti;

- un sistema che permetta: il controllo a distanza, il monitoraggio e l’analisi dei dati relativi al funzionamento dell’impianto.

Nel seguito si è ipotizzato, per il caso dell’impianto analizzato, di utilizzare un inverter con le seguenti caratteristiche:

• Potenza nominale in ingresso 3150W • Tensione massima lato c.c. 680V • Corrente massima lato c.c. 11,5° • Potenza nominale in uscita 3000W

• Tensione nominale lato c.a. 230V • Frequenza di funzionamento 50Hz • Fattore di potenza unitario

17

1.2 Funzionamento dell’impianto fotovoltaico

Il principio di funzionamento di un impianto fotovoltaico è basato sulla trasformazione istantanea dell’energia solare in energia elettrica senza alcuna necessità di combustibili. I pannelli fotovoltaici permettono tale conversione grazie all’utilizzo di specifici semiconduttori che sono in grado di produrre energia elettrica quando sottoposti alla radiazione solare.

I principali benefici che si possono trarre da un impianto fotovoltaico sono i seguenti: • produzione di energia in qualsiasi luogo secondo necessità;

• assenza di combustibili;

• costi di manutenzione e d’esercizio molto ridotti; • nessuna produzione e diffusione di agenti inquinanti;

• lunga durata dell’impianto, dovuta alla stazionarietà dei componenti (vita utile maggiore di 20 anni);

• il sistema può essere modificato facilmente in base alle necessità dell’utente (nel caso ci sia bisogno di potenze maggiori l’unica modifica è l’aggiunta di pannelli).

Tuttavia l’investimento necessario per l’acquisto e l’installazione di un impianto fotovoltaico risulta ancora abbastanza elevato, perché i costi di delle tecnologie utilizzate sono molto alti. In più la produzione di energia solare, essendo soggetta alla variabilità del tempo, non garantisce alcuna stabilità. I principali componenti di un impianto fotovoltaico sono i seguenti: generatore (pannelli fotovoltaici), sistema di gestione della potenza, eventuale sistema di accumulo di energia, apparati di protezione e manovra.

Vi sono diversi fattori che influenzano la produzione energetica annuale, ad esempio l’incidenza della radiazione solare nel luogo di produzione; l’inclinazione ed orientamento dei pannelli; l’assenza o meno di ostacoli che impediscono il passaggio dei raggi solari e l’affidabilità e le caratteristiche tecniche dei principali elementi dell’impianto (pannelli fotovoltaici, inverter e accumulo).

Gli utilizzi degli impianti fotovoltaici possono essere diversi, sia la produzione e l’accumulo di energia per le utenze isolate dalla rete (stand alone), sia la produzione di energia per le utenze connesse alla rete di bassa tensione (grid connected), ma anche per la produzione di energia da immettere nella rete di media tensione.

Attualmente in Italia non sono più disponibili incentivi statali per il fotovoltaico. Da sabato 6 luglio 2013 sono infatti terminati gli incentivi del Quinto Conto Energia e non è stato previsto alcun Sesto Conto Energia. Di conseguenza, l’unica possibilità di ottenere un’agevolazione è quella di accedere alla detrazione IRPEF del 50% per le spese sostenute per l’installazione dell’impianto fotovoltaico.5

18

Radiazione solare

Il sole, grazie alle reazioni termonucleari che avvengono al suo interno, risulta una fonte enorme di energia che viene emessa sotto forma di radiazione elettromagnetica. Una quantità di quest’energia, attraversando l’atmosfera, arriva sulla terra e da qui può essere utilizzata per produrre energia elettrica. L’irraggiamento varia in base alla distanza tra la terra e il sole, dipende dall’attività solare e ha un valor medio di 1367 W/m2 _{± 2%.}6

Figura 1.6 Irraggiamento medio orario giornaliero nei vari mesi dell'anno. Fonte: GSE (2014).

Quando si parla di irraggiamento solare si considera la potenza associata alle onde elettromagnetiche provenienti dal sole che cadono su una superficie di un m2_{, per questo l’unità di} misura utilizzata è il kW/m2_.

Nel passaggio attraverso l’atmosfera l’intensità della radiazione solare si riduce, perché una parte di questa viene utilizzata dai gas presenti nell’atmosfera o riflessa. Della parte restante una percentuale viene diffusa dall’atmosfera e il resto giunge al suolo.

Figura 1.7 Scomposizione della radiazione al suolo nelle diverse componenti. Fonte: ENEA.

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Se si esegue l’integrale, in un determinato intervallo di tempo, dell’irraggiamento solare, si ottiene la radiazione solare la cui unità di misura è il kWh/m2_.

Considerando una superficie orizzontale, la radiazione incidente su tale superficie risulta composta da diversi contributi. Un contributo dovuto all’irraggiamento diretto, un contributo dovuto all’irraggiamento diffuso (che proviene dal cielo in ogni direzione) e un contributo dovuto alla riflessione dell’ambiente circostante.

Ognuno di questi contributi ha un’intensità variabile che dipende dalle condizioni metereologiche, infatti se si considera ad esempio una giornata particolarmente coperta, con una grande presenza di nuvole, il contributo dovuto all’irraggiamento diretto è quasi nullo e risulta prevalente il contributo dovuto all’irraggiamento diffuso. Il contributo dovuto alla riflessione, a differenza degli altri contributi, cambia al variare dell’ambiente nelle vicinanze, più nello specifico al variare della capacità di riflessione della radiazione solare delle superfici circostanti. Per valutare tale capacità si fa uso del coefficiente di albedo, che è diverso per ogni materiale e rappresenta il coefficiente (o fattore) di riflessione diffusa, ovvero il rapporto tra il flusso luminoso globalmente diffuso in tutte le direzioni da una superficie e quello ricevuto da essa. Varia con il colore della luce e con la natura della superficie. Un corpo perfettamente bianco, ossia riflettente, ha albedo uguale a 1, mentre un corpo perfettamente nero ha albedo uguale a 0, ossia assorbe tutta la radiazione ricevuta.7 Sono riportati di seguito alcuni valori del coefficiente di albedo, per le superfici più comuni.

Tipo di superficie albedo

Strade sterrate 0,04 Superfici acquose 0,07 Bosco di conifere d’inverno 0,07 Asfalto invecchiato 0,10 Tetti o terrazzi in bitume 0,13 Suolo (creta, marne) 0,14

Erba secca 0,20

Pietrisco 0,20

Calcestruzzo invecchiato 0,22 Bosco in autunno/campi 0,26

Erba verde 0,26

Superfici scure di edifici 0,27 Superfici chiare di edifici 0,60

Neve 0,75

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Ovviamente la radiazione solare media giornaliera varia in base alle coordinate geografiche, passando da un valore minimo di 1KWh/m2 _{a un valore massimo di 7KWh/m}2_{. Viene di seguito} inserita l’immagine della radiazione solare media nel globo.

Figura 1.8 Irraggiamento solare medio del globo. Fonte: NASA map of World of solar energy potential.

Considerando l’Italia, la radiazione solare media varia aumentando dal nord al sud, ad esempio tale valore è di 3,6 KWh/m2_{/giorno nella Pianura Padana e aumenta sino al valore di 5,4} KWh/m2_{/giorno nelle isole. Nelle località più favorevoli (sud Italia e isole) si arriva pertanto ad} ottenere annualmente quasi 2000 KWh/m2 _{(5.4 KWh/m}2_{/giorno * 365 giorni), invece per quanto} concerne il resto dell’Italia i valori variano dai 1750 KWh/m2 _{nel centro Italia ai 1300 KWh/m}2 nella zona della Pianura Padana.

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Figura 1.9 Radiazione media annuale in Italia. Fonte PVGSI: Geographical Assessment of Solar Energy Resource and Photovoltaic Technolog.

1.3 Conversione della radiazione solare in energia

L’elemento principale dei pannelli fotovoltaici è la cella fotovoltaica che quando viene esposta alla radiazione solare converte quest’ultima in corrente elettrica. Questo dispositivo è costituito da una fettina sottile di materiale semiconduttore, quasi sempre silicio, opportunamente drogato. La cella elementare possiede uno spessore compreso tra 0.25 e 0.35 mm e normalmente copre una superficie tra 100 e i 225 cm2_{. Il drogaggio del silicio è un processo attraverso il quale vengono} inserite nella struttura cristallina di tale materiale delle impurità, ovvero atomi differenti come boro (nella regione di tipo P) e fosforo (nella regione di tipo N). Questo processo permette di ottenere due diverse regioni una chiamata regione di tipo N con una sovrabbondanza di elettroni e l’altra chiamata regione di tipo P con un numero elevato di lacune.

La zona di contatto fra queste due regioni, drogate in maniera diversa, viene chiamata giunzione p-n. In tale giunzione avviene un fenomeno di diffusione degli elettroni, dalla regione N (nella quale c’è un eccesso di elettroni) alla regione P, creando così un aumento della carica negativa in tale regione. Dualmente si diffondono le lacune, comportando un aumento delle cariche positive nella regione N.

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Come conseguenza di questi spostamenti interni attraverso la giunzione si viene a formare, in essa, un campo elettrico che blocca la diffusione di altre cariche elettriche. Se in questa situazione viene applicata una tensione elettrica esterna la giunzione si comporta come un diodo permettendo il passaggio della corrente in un solo verso. In più quando la cella viene sottoposta alla luce si creano per l’effetto fotovoltaico delle coppie lacuna-elettrone in entrambe le regioni. Grazie al campo elettrico presente nella giunzione p-n, gli elettroni in eccesso, prodotti dall’assorbimento dei fotoni da parte del materiale, vengono divisi dalle lacune e si assiste a uno spostamento degli elettroni in direzioni opposte alle lacune stesse. In presenza di un conduttore esterno connesso alla giunzione, si ottiene quindi un percorso chiuso attraverso il quale la corrente può propagarsi, passando dalla regione P alla regione N. Tale corrente continua a fluire finché la cella rimane sottoposta alla luce.8 Sono riportate nel seguito le immagini di una giunzione p-n e di una tipica cella fotovoltaica.

Figura 1.10 Rappresentazione della giunzione p-n.

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Dato che la causa principale del movimento degli elettroni risulta il campo elettrico che si forma nella giunzione p-n, più ci si allontana dalla giunzione più il campo decresce e le cariche tendono a ricombinarsi non essendo più messe in movimento. Per questo motivo -normalmente- la superficie della cella è di grandi dimensioni, perché al crescere di tale superficie aumenta la quantità di corrente che viene prodotta.

Tuttavia occorre specificare che i pannelli fotovoltaici sono in grado di convertire in energia elettrica soltanto una piccola parte dell’energia solare incidente, per questo la loro efficienza risulta abbastanza bassa, normalmente pari al 13%-15%. Infatti se si considera il 100% dell’energia solare incidente si misura una perdita quasi dell’87% di tale energia, causata dai seguenti motivi:9

- Perdite per riflessione, per conduzione e per la presenza dei contatti metallici (-3,5%) - Fotoni fuori soglia (con insufficiente energia -23%, con energia in eccesso -32%) - Perdite per ricombinazione dei portatori di carica libera (-8,5%)

- Gradiente elettrico nella cella (-20%)

Se si considera il funzionamento in condizioni standard, quindi con una temperatura di 25°C e un irraggiamento pari a 1KW/m2_{, si ha che una normale cella fotovoltaica produce una corrente} contenuta tra i 3 e i 4 A con una tensione di circa 0,5 V, e una potenza corrispondente a 1,5 - 2 Wp. I moduli fotovoltaici in circolazione sono formati da più celle, collegate tra di loro in serie e disposte in file parallele (ad esempio 38 celle divise 4 file). I pannelli fotovoltaici sono costituiti da più moduli uniti tra loro sia meccanicamente che elettricamente.

Collegando elettricamente più pannelli fotovoltaici, in serie uno all’altro, si ottiene una stringa e collegando in parallelo più stringhe si ottiene un generatore fotovoltaico.

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Le celle elementari usate per formare un modulo fotovoltaico vengono assemblate in modo tale che esse siano:

• Protette dai raggi UV, dagli sbalzi climatici e dalle sollecitazioni esterne; • Elettricamente isolate nei confronti dell’ambiente esterno;

• In grado di smaltire il calore, così da non raggiungere livelli di temperatura tali da ridurre il rendimento della cella;

Come mostra la figura seguente, un modulo fotovoltaico standard è composto da:

• Una cornice in alluminio, per conferire maggiore resistenza meccanica e facilitarne l’istallazione;

• Un vetro (temprato), in grado di proteggere meccanicamente le celle (ad esempio contro la grandine) e allo stesso tempo capace di trasmettere tutta la radiazione solare incidente alle celle;

• Due strati di Ethylene Vinil Acetate (EVA), in grado di isolare elettricamente le celle; • La matrice delle celle;

• Un pannello di TPT (Tedlar-PET-Tedlar), per aumentare la robustezza del modulo; • Una scatola di giunzione, per i collegamenti elettrici.

Figura 1.13 Illustrazione delle parti che compongono un pannello fotovoltaico. Fonte: Sistemi fotovoltaici per l'autoconsum0.

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1.4 Pannelli in silicio cristallino

I pannelli fotovoltaici più utilizzati e commercializzati sono quelli in silicio cristallino. Esistono due tipologie differenti di tali pannelli: i pannelli in silicio monocristallino e i pannelli in silicio policristallino. Per quanto riguarda i primi, le celle di tali pannelli sono ottenute da un singolo cristallo di silicio, mentre i pannelli in silicio policristallino sono composti da celle ottenute dall’aggregazione di più cristalli di silicio. Questa differenza costruttiva comporta un rendimento diverso per le due tipologie, infatti i pannelli di tipo monocristallino presentano una purezza maggiore che si traduce in un rendimento più elevato, che varia dal 14% al 17%, a differenza dei pannelli di tipo policristallino che hanno un rendimento inferiore, che varia tra l’11% e il 14%. Tuttavia attraverso i pannelli in silicio policristallino si riesce a raggiungere una buona produzione di energia anche quando i raggi solari non sono perpendicolari, in quanto è sempre presente un buon numero di cristalli orientati nella direzione del sole indipendentemente dalla sua posizione. Anche i prezzi delle tue tipologie di pannelli sono differenti, infatti il costo dei pannelli di tipo monocristallino è maggiore, circa 3,2-3,5 €/W, mentre il costo dei pannelli di tipo policristallino varia tra i 2,8-3,3 €/W. Nel seguito sono riportate le immagini delle due tipologie di pannelli.

A B

Figura 1.14 Pannelli fotovoltaici in silicio Monocristallino (A) e in silicio Policristallino (B). Fonte: ABB.

Le due tipologie di pannelli qui illustrate coprono il 90% del mercato del fotovoltaico. Per questo sono attivi numerosi studi al fine di aumentarne il rendimento e la vita utile che già ora si aggira sui 20 anni per i pannelli di tipo monocristallino, mentre è leggermente minore per i pannelli di tipo policristallino.

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I nuovi prodotti in uscita sul mercato arrivano ad avere dei rendimenti superiori al 18%. Sono presenti sul mercato anche altre tipologie di pannelli fotovoltaici, ma sono meno diffuse e ancora in via di sviluppo, per tali ragioni, si è deciso di fermarsi alla trattazione fatta sin ora e di scegliere per l’impianto ipotizzato un pannello tra le due tipologie presentate precedentemente.

1.5 Tipologie degli impianti fotovoltaici

1.5.1 Impianti isolati (stand-alone)

La caratteristica principale degli impianti isolati è l’assenza del collegamento con la rete elettrica di distribuzione. Tale tipologia di impianto prevede il consumo diretto dell’energia prodotta e la presenza di un impianto d’accumulo, utilizzato per immagazzinare l’energia prodotta in eccesso durante il giorno, per averla nuovamente disponibile quando l’illuminazione non è più sufficiente per alimentare i carichi.

La corrente che viene prodotta dai pannelli è di tipo continuo, per cui se i carichi che vengono alimentati da tale impianto necessitano di una corrente alternata dev’essere presente anche un inverter per effettuare la conversione da corrente continua a corrente alternata. In questa tipologia di impianto bisogna tuttavia sovradimensionare il generatore fotovoltaico in modo tale da poter sempre alimentare i carichi e nello stesso momento caricare anche le batterie del sistema d’accumulo.10

Generalmente questi impianti vengono usati per alimentare: • case isolate, baite, rifugi, siti archeologici;

• macchinari per il pompaggio dell’acqua

• ripetitori per la trasmissione dei dati (sismici/metereologici) • impianti d’illuminazione

• sistemi per la segnaletica (negli aeroporti/porti/strade)

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1.5.2 Impianti collegati alla rete (grid-connected)

Gli impianti collegati alla rete elettrica di distribuzione fanno uso dell’energia prodotta dal sistema fotovoltaico (quando disponibile) e assorbono energia dalla rete nel momento in cui l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico non è sufficiente a soddisfare il fabbisogno energetico dei carichi. Viceversa, quando i pannelli fotovoltaici producono più energia di quella necessaria per alimentare i carichi, la restante parte viene immessa nella rete. Perciò tale tipologia di impianto non necessita di un sistema di accumulo. Il vantaggio principale è l’abbattimento dei costi relativi ai consumi in quanto si evita di prelevare energia elettrica dalla rete nelle ore centrali della giornata quando il prezzo dell’energia è maggiore, sfruttando la produzione energetica dell’impianto fotovoltaico. Lo schema di tale impianto varia in base alla potenza prodotta, nel seguito sono riportati i principali schemi.

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Figura 1.16 Fonte: Impianti Elettrici.

A) Piccoli impianti FV monofasi di utenze civili con potenze istallate fino 6KW. B) Impianti FV con potenze sino a 6MW collegati alla rete MT di distribuzione.

C) Impianti FV con potenza maggiore di 6 MW collegati alla rete AT.

L’impianto che si è ipotizzato nella trattazione della tesi (Figura 1.1) risulta una via di mezzo tra le due tipologie esposte precedentemente. Infatti si assume che tale impianto sia capace di accumulare energia essendo dotato di un sistema di accumulo e di vendere energia alla rete elettrica di distribuzione essendo ad essa collegato.

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1.6 Produzione energetica annua attesa

Uno dei parametri di maggior interesse per un impianto fotovoltaico è la produzione energetica annua attesa, in quanto questo parametro permette di valutare in anticipo la produzione energetica durante l’arco dell’anno. Come già detto tale produzione energetica dipende principalmente dai seguenti fattori:

• inclinazione e orientamento dei pannelli; • rendimento dell’impianto fotovoltaico; • irraggiamento solare.

Come anticipato l’irraggiamento solare non è costante ma variabile nel tempo, per cui se si desidera stimare l’energia prodotta da un impianto in un determinato lasso temporale, essendo l’energia prodotta proporzionale all’irraggiamento, si deve considerare solamente la radiazione relativa a tale periodo.

I dati relativi alla radiazione media sono ricavabili da diverse fonti, le principali sono: • la banca dati del Joint Research Centre (JRC)

• la norma UNI 10349: Riscaldamento e raffreddamento degli edifici. Dati climatici;11 • la banca dati ENEA, che mette a disposizione i dati della radiazione solare al suolo globale

e diretta, in forma di mappe del territorio italiano e di misure per singole località.12

Nelle tabelle seguenti sono riportati i valori medi giornalieri di ogni mese [KWh/m2_{/giorno] e i} valori della radiazione solare media annuale su piano orizzontale [KWh/m2_{], per alcune città} italiane.

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T ab el la 1. 6 v a lo ri d ell a r a d ia zi one so la re me d ia a nnu a le su pi a no o ri zz onta le . F onte: N or ma U N I 1 034 9

31

Bisogna tuttavia sottolineare che i valori riportati della radiazione solare media annua sono stati ottenuti tramite delle elaborazioni statistiche, partendo da dati relativi a periodi precedenti. Inoltre tali valori cambiano di anno in anno, in base alle condizioni metereologiche che si sviluppano, per cui risultano dei valori probabilistici.

1.7 Inclinazione dei pannelli fotovoltaici

Il rendimento di un pannello fotovoltaico dipende notevolmente dalla sua inclinazione, infatti il rendimento massimo si ottiene nel momento in cui i raggi solari sono incidenti alla superficie del pannello con un angolo di 90° (Zenit). Sfortunatamente l’angolo di incidenza dei raggi solari varia, sia al variare della latitudine sia al variare della distanza tra la terra e il sole (ovvero al variare delle stagioni). Questo comportamento è dovuto ai moti di rotazione della terra e all’inclinazione dell’asse terrestre (23,45°). Pertanto al di fuori della latitudine dei tropici, i raggi solari non potranno mai essere perpendicolari alla superficie, nonostante il sole sia alla sua massima altezza.

Figura 1.17 Rappresentazione del moto terrestre attorno al Sole. Fonte:Sistemi fotovoltaici per l'autoconsumo

Conviene quindi inclinare i pannelli rispetto alla superficie terrestre in modo tale che i raggi solari cadano, il più possibile, perpendicolari rispetto alla superficie del pannello stesso. Una semplice procedimento per il calcolo dell’inclinazione è riportato nel seguito.

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Si considera il giorno più lungo dell’anno e l’altezza massima raggiunta dal sole nel predetto giorno, e si applica la seguente formula: α = 90° - Φ + δ

Le variabili che compaiono nella formula corrispondono alla latitudine del luogo (Φ) espressa in gradi e all’angolo di declinazione solare (δ=23,45°).

Figura 1.18 Rappresentazione del calcolo dell'inclinazione dei pannelli. Fonte: Progettare e installare un impianto fotovoltaico (2008).

Per ottenere l’angolo di inclinazione (β) bisogna calcolare il complementare dell’anglo precedentemente ottenuto (α). Così facendo si ottiene l’angolo di inclinazione, denominato angolo di tilt, che permette di avere i raggi solari perpendicolari nel suddetto giorno.13

Tuttavia occorre considerare anche il percorso del sole nei diversi giorni dell’anno, per questo tale angolo dev’essere mediato considerando appunto i diversi giorni. Inclinando i pannelli dell’angolo di tilt si ottiene quindi una radiazione solare annua maggiore di quella che si avrebbe con i pannelli non inclinati.

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Figura 1.19 Percorso del Sole (latitudine 45° Nord). Fonte: ABB

Se i pannelli fotovoltaici sono fissi, conviene orientarli in modo tale che captino il maggior irraggiamento possibile, quindi se l’impianto è situato nell’emisfero boreale si devono orientare verso sud. Scegliendo tale orientazione si riesce a sfruttare maggiormente la radiazione complessiva giornaliera.

Se i pannelli sono posizionati sul tetto di un’abitazione la loro inclinazione è in parte vincolata dalla forma e dall’inclinazione del tetto stesso, risulta tuttavia possibile agire sulla loro inclinazione applicando opportune strutture al momento dell’installazione. L’impianto analizzato nel corso della tesi si è ipotizzato composto da 17 pannelli installati sul tetto dell’abitazione e con un’inclinazione di 30°. Quest’ipotesi era già presente nella simulazione illustrata all’inizio del capitolo dove veniva analizzata la radiazione solare media.

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CAPITOLO 2

ANALISI DELLE CURVE DI CARICO DEI

CLIENTI DOMESTICI

2.1 Le curve di carico

Vengono qui riportati e analizzati i risultati di uno studio, effettuato dall’ente RSE in collaborazione con Enel, relativo alle curve di carico delle famiglie italiane. In tale studio sono state considerate diverse tipologie di giorno e di stagione, con l’obiettivo di ricavare i valori tipici dei consumi elettrici delle famiglie e ottenere così un set di dati valido per le simulazioni.

Per prima cosa si definisce il significato di curva di carico, come l’andamento temporale della potenza elettrica consumata da una singola utenza durante un intervallo di tempo specifico (ad esempio un giorno o un mese). L’area delimitata dalla curva stessa rappresenta l’energia consumata durante il periodo di tempo considerato e consente di realizzare delle previsioni sull’andamento dei prelievi futuri da parte dell’utenza. Ovviamente, come si può facilmente intuire, le diverse tipologie di utenze presentano curve di carico differenti, infatti i consumi variano in base alle caratteristiche dei singoli casi.

Quindi al fine di analizzare l’incidenza dei singoli carichi sulla rete di distribuzione è necessario considerare separatamente le curve di carico delle varie tipologie di utenti e in che modo esse formano la curva di carico complessiva dell’intera rete. La classificazione delle diverse utenze necessita di una conoscenza approfondita dei principali carichi elettrici e delle loro consuetudini d’utilizzo. Per quanto concerne l’ambito residenziale i consumi sono contraddistinti dai diversi utilizzi dell’energia elettrica, che sono mutati negli anni al variare delle abitudini delle famiglie e a causa dell’utilizzo di nuove tecnologie (ad esempio, nuove tipologie di elettrodomestici, differenti soluzioni per il riscaldamento, l’illuminazione, ecc.).

Una prima classificazione dei consumi dei clienti domestici e quindi delle specifiche curve di carico in funzione delle diverse tipologie di cliente, si può ottenere considerando che il carico totale è riconducibile all’insieme delle apparecchiature presenti, ognuna considerata con le proprie modalità d’impiego e quindi con i propri consumi specifici.

Secondo le analisi e gli studi effettuati dal RSE, i principali elementi che caratterizzano l’energia prelevata dai clienti domestici sono i seguenti:

• La potenza di connessione, che influenza il livello della curva ma non la sua forma; • La posizione geografica;

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• La residenza: infatti si hanno curve di carico completamente diverse tra le abitazioni di

residenza e le abitazioni di non residenza (ad esempio seconda casa).

• L’utilizzo di elettrodomestici ad alto consumo energetico (climatizzatore, scaldabagno, ecc.)

Le singole curve di carico si possono ottenere grazie ai contatori elettronici, utilizzando il sistema di telegestione del distributore, attraverso il quale si possono acquisire le curve di carico dei diversi campioni di clienti domestici.

Lo studio analizzato nel seguito, che è stato effettuato dall’ RSE in collaborazione con l’Enel, ha coinvolto un campione di 1200 famiglie italiane, questo campione risulta abbastanza numeroso e permette di trarre importanti considerazioni.14

Tale campione è stato monitorato per un intervallo di tempo di quasi due anni (dal 2011 al 2012), questo per riuscire ad analizzare non solo le variazioni stagionali ma anche quelle annuali. Durante questo intervallo di tempo si sono acquisite ininterrottamente le curve di carico, con una frequenza di 15 minuti, degli utenti domestici. In più sono state analizzate le informazioni, ottenute con frequenza quadrimestrale, sui principali utilizzi elettrici delle famiglie, nonché i dati relativi alle dotazioni delle singole utenze del campione, ovvero la presenza o meno di determinati elettrodomestici, la classe energetica d’appartenenza e le modalità d’uso (frequenza/ giorno/ ora). Lo studio realizzato dall’RSE analizza quindi la curva di carico del campione, dividendola per tipologie di giorno (giorni feriali, sabato e festivi) e per le diverse stagioni.

Vengono quindi presentati i risultati di quest’analisi, con lo scopo di acquisire un set di dati valido da usare nelle simulazioni, facendo particolare attenzione alla forma della curva di carico e alle sue variazioni stagionali. Le curve di carico seguenti rappresentano la media delle singole curve acquisite durante il monitoraggio. Da queste risulta che il consumo medio annuo del campione di famiglie sia intorno ai 2.800 kWh/anno. Le curve, come anticipato, sono state rappresentate considerando tre diverse tipologie di giorno: feriale, sabato e festivo, nonché le differenti stagioni dell'anno (estate, autunno, inverno e primavera). In questa maniera si sono ottenuti tre profili giornalieri per ogni stagione.

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2.2 Tipologia dei giorni

Feriale

Osservando la curva relativa alla tipologia di giorno feriale, si possono contraddistinguere tre picchi:

• Il primo che risulta centrato verso le 8:00: questo picco è sempre presente nonostante il cambio stagionale durante tutto il corso dell’anno, varia comunque la sua altezza, diminuendo dall’inverno all’estate;

• Il secondo picco si verifica durante le ore centrali della giornata, risulta più largo e meno marcato, si estende per un intervallo di tempo di qualche ora, centrato intorno alle 14:30, anche questo picco non varia significativamente la sua posizione durante il corso dell'anno e come il picco precedente diminuisce la sua intensità dal periodo invernale a quello estivo;

• Il terzo picco, risulta centrato verso le ore 21.00 e più ampio dei precedenti, infatti si estende per un intervallo di tempo maggiore (circa tre ore) e con un’intensità superiore. Essendo questo il picco serale si nota che la sua intensità diminuisce al variare della stagione, ovvero con l’allungarsi delle giornate e l’aumentare delle temperature;

Oltre ai 3 picchi, sono presenti anche tre valli durante l’arco della giornata:

• La prima valle si estende durante le ore notturne: la sua forma non varia più di tanto col cambiare delle stagioni, resta abbastanza stabile, ma si può notare un aumento dei consumi nel corso dell’estate a causa dei climatizzatori accesi anche durante le ore notturne;

• La seconda valle è quella diurna, che si trova fra i due picchi centrali, quello del mattino e quello centrale; questa valle come nel caso dei due picchi che la delimitano varia diminuendo la sua intensità passando dall’inverno all’estate;

• La terza valle è quella pomeridiana, delimitata dal picco centrale e dal picco serale; essa risulta meno evidente nel periodo invernale, in quanto durante l’inverno il consumo per l’illuminazione aumenta a partire dalle ore pomeridiane a causa della brevità delle giornate. Durante l’estate invece il minimo trasla verso le ore serali, e la sua intensità tende a diminuire.

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Figura 2.1 Curve di carico medio del giorno feriale, relative alle quattro stagioni (2011); Fonte:

L'Energia Elettrica.

Sabato

Come si evince dalla figura, in questa curva di carico che rappresenta i consumi medi durante il sabato, il picco che si aveva nei giorni feriali verso le 9:00 è poco accennato. La curva cresce gradualmente, raggiungendo un altro picco verso le ore 20:00. Anche in questo caso tale picco tende a diminuire d’intensità e a traslare verso le ore notturne durante il passaggio dall’inverno all’estate.

Figura 2.2 Curve di carico medio del sabato, relative alle quattro stagioni (2011); Fonte: L'Energia Elettrica.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 00 :0 0 01 :0 0 02 :0 0 03 :0 0 04 :0 0 05 :0 0 06 :0 0 07 :0 0 08 :0 0 09 :0 0 10 :0 0 11 :0 0 12 :0 0 13 :0 0 14 :0 0 15 :0 0 16 :0 0 17 :0 0 18 :0 0 19 :0 0 20 :0 0 21 :0 0 22 :0 0 23 :0 0 Pow e r [kW ] WINTER SPRING SUMMER AUTUMN 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 00 :0 0 01 :0 0 02 :00 03 :0 0 04 :0 0 05 :0 0 06 :0 0 07 :0 0 08 :0 0 09 :0 0 10 :0 0 11 :0 0 12 :0 0 13 :0 0 14 :0 0 15 :0 0 16 :0 0 17 :0 0 18 :0 0 19 :00 20 :0 0 21 :0 0 22 :0 0 23 :0 0 Pow e r [kW ] WINTER SPRING SUMMER AUTUMN

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Festivo

Nella curva di carico che rappresenta la tipologia di giorno festivo sono evidenti due picchi distinti: • Il primo avviene nelle ore di fine mattinata, con valore massimo intono alle ore 12:00, non varia la sua posizione nel corso delle stagioni, ma diminuisce il suo valore passando dal periodo invernale a quello estivo;

• Il secondo si verifica intorno alle ore 20:00, e tende a diminuire la sua altezza e a spostarsi verso le ore notturne al variare delle stagioni, passando da un valore massimo in inverno a un valore minimo in estate, a causa dell’allungarsi delle giornate.

La curva presenta anche due valli:

• La prima valle, quella notturna, si posiziona nelle ore centrali della notte, resta praticamente costante durante tutte le stagioni;

• La seconda valle, quella pomeridiana, risulta situata fra i due picchi; il minimo della valle assume valori più bassi passando dall’inverno all’estate, mentre il suo andamento come quello dei picchi assume valori maggiori durante l’inverno e minori durante l’estate.

Figura 2.3 Curve di carico medio del giorno festivo, relative alle quattro stagioni (2011); Fonte: L'Energia Elettrica.

Di particolare interesse è il consumo giornaliero medio per le diverse tipologie di giorno precedentemente presentate, durante il variare delle quattro stagioni dell’anno.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 00 :0 0 01 :0 0 02 :0 0 03 :0 0 04 :0 0 05 :0 0 06 :0 0 07 :0 0 08 :0 0 09 :0 0 10 :0 0 11 :0 0 12 :0 0 13 :0 0 14 :0 0 15 :0 0 16 :0 0 17 :0 0 18 :0 0 19 :0 0 20 :0 0 21 :0 0 22 :0 0 23 :0 0 Pow e r [kW ] WINTER SPRING SUMMER AUTUMN

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Consumo giornaliero medio (kWh)

Tipologia giorno Inverno Primavera Estate Autunno Feriale 8.38 7.16 7.35 7.29 Sabato 8.79 7.69 7.43 7.44 Festivo 8.97 7.72 7.41 7.68

Tabella 2.1 Consumo giornaliero medio per le varie tipologie di giorno nelle quattro stagioni. Fonte: L'Energia Elettrica

Come si poteva già notare dalle figure delle curve di carico, il consumo medio giornaliero risulta maggiore nel periodo invernale. Se si fa riferimento alle tre tipologie di giorno si può notare anche che per quanto riguarda l’inverno, la primavera e l’autunno il consumo cresce dai giorni feriali alla domenica, mentre un comportamento diverso si ha durante l’estate in cui il sabato risulta il giorno con il consumo medio maggiore.

2.3 Evoluzione delle tecnologie e delle curve di carico

Risulta interessante evidenziare come col passare del tempo le forme delle curve di carico delle utenze abbiano subito delle modifiche e realizzare un’analisi delle cause di tali cambiamenti. Principalmente queste variazioni sono riconducibili al mutamento delle abitudini di consumo, da parte degli utenti e alle nuove tecnologie che diventano sempre più diffuse e accessibili a tutti entrando a far parte del parco elettrodomestici. Dalle indagini ISTAT si evince che l’andamento dei consumi energetici medi è cresciuto nel corso degli anni.15

Inoltre la spesa media annua cresce all’aumentare della dimensione familiare, ma non proporzionalmente in quanto una famiglia di 5 o più membri spende in media annualmente solo il 55% in più rispetto a una monocomponente.

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Figura 2.4 Indagine Istat sui consumi energetici delle famiglie. (Dicembre 2014)

Vale la pena quindi studiare come negli anni si è modificato il parco elettrodomestici delle famiglie, e come questo ha influito sulle curve di carico. A tale scopo si presenta un’indagine condotta da GFK/Eurisko nel biennio 2011-2012, sullo stesso campione di famiglie monitorato per acquisire le curve di carico e delle indagini simili effettuate negli anni precedenti (nel 1998 e nel 1985).16

Diffusione 1985 Diffusione 1996 Diffusione 2012 Frigorifero 95,80% 97,20% 100% Lavatrice 77,30% 87,70% 99% Televisione 89,60% 92,30% 98% Ferro da stiro 94,40% 96,00% 98% Aspirapolvere n.d. n.d. 89% Forno elettrico n.d. 59,60% 86% Lettore DVD n.d. n.d. 68% Hi-Fi n.d. n.d. 59% Forno microonde 0,20% 9,80% 64% PC n.d. 23,70% 64% VHS 0% 45,40% 32% Lavastoviglie 9,70% 21,60% 48% Radiosveglia n.d. n.d. 46%

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Connessione ADSL n.d. n.d. 46% Condizionatore 0,60% 2,80% 41% Stampante Multif. n.d. n.d. 43% Console n.d. n.d. 33% Congelatore 14,50% 27% 35% Impianto d'allarme n.d. n.d. 20% Boiler elettrico 51,80% 34,60% 18% Scanner n.d. n.d. 16% Piastra di cottura n.d. n.d. 15% Asciugatrice n.d. n.d. 8%

Disp. Anti stand-by 10% 10% 10%

Tabella 2.2 Indagine sulla diffusione dei principali elettrodomestici. Dagli anni '80 ai 2000. Fonte: GFK/Eurisko. (2012)

Come si evince dalla tabella, il parco elettrodomestici ha subito notevoli cambiamenti con il passare dei decenni. Le variazioni principali sono state:

• Un incremento della diffusione degli elettrodomestici, quali frigorifero (+4%); congelatore (+20%); televisore (+9%); lavatrici (+22%); lavastoviglie (+50%).

• Un incremento della diffusione del computer (di quasi 3 volte dal 1996 al 2012); • Un aumento della diffusione del condizionatore (+200%)

• Una riduzione della presenza del boiler elettrico,

• La comparsa di apparecchiature IT, che risultavano assenti nelle indagini precedenti.

Facendo riferimento alle precedenti informazioni, si possono sintetizzare le cause più importanti che hanno portato alla variazione della forma delle curve di carico nel corso del tempo:

• Un aumento della presenza degli elettrodomestici “indispensabili”, lavastoviglie e forno elettrico, che danno un notevole contributo all’aumento del valore della curva nelle ore serali;

• Una diminuzione dell’utilizzo del boiler elettrico, sempre più rimpiazzato dalla caldaia: ciò ha comportato una diminuzione del valore della curva durante le ore iniziali della mattina; • Una maggiore presenza del condizionatore, da cui deriva un aumento dei consumi nel

periodo estivo;

• Un aumento della diffusione dei componenti elettronici che rimangono in stand-by, che ha comportato un aumento dei consumi nelle ore notturne. Infatti la somma dei consumi di tali apparecchi risulta tutt’altro che trascurabile.

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Utilizzo degli apparecchi elettrici

La composizione del parco degli apparati elettronici dipende dalle caratteristiche della famiglia, in particolare dalla struttura del nucleo familiare e dalle possibilità economiche.

Ovviamente ci sono degli apparecchi che sono presenti in tutte le case, che rispondono ai bisogni primari delle famiglie, come il frigorifero e l’impianto di illuminazione. Oggigiorno anche altri apparati elettrici come la TV, il ferro da stiro e forno sono presenti in tutte le abitazioni. Invece vi sono altri apparecchi che sono presenti solo nelle famiglie con possibilità economiche maggiori, che non ricadono quindi nella categoria degli apparecchi indispensabili, che sono l’aspirapolvere, il condizionatore e la lavastoviglie. Per quanto riguarda il personal computer è sempre più presente nelle famiglie giovani o con figli di giovane età, mentre non sono presenti nelle famiglie composte da anziani. Tuttavia i consumi elettrici non aumentano in maniera proporzionale al numero dei componenti dell’unità abitativa, questo perché una percentuale dei consumi è dettata solamente dal possesso di alcuni apparecchi elettrici e non varia all’aumentare dei componenti familiari. Un altro fattore che impatta sui consumi è il possesso di apparecchi elettronici sempre all’avanguardia, di classe energetica superiore, maggiormente presenti nelle famiglie benestanti.

2.4 Analisi socio-economica delle famiglie italiane

Per ottenere un range realistico di consumi da usare nelle simulazioni si è deciso di effettuare un’analisi economica sulla base dei dati forniti dall’analisi svolta da L’Energia Elettrica, al fine di dividere le famiglie italiane in categorie, considerando i rispettivi consumi annui e le possibilità economiche.17

Si sono quindi individuate quattro classi differenti di consumatori tipo:

• Utenti con bassi consumi: sono circa 8,6 milioni di famiglie (il 34% del totale), il cui consumo medio annuo si aggira intorno ai 1.200 KWh. Queste famiglie sono formate in prevalenza da anziani, spesso vi è un solo componente e con possibilità economiche ridotte. Questa categoria di utenti consuma il 15% dell’energie elettrica totale consumata da tutte le famiglie italiane.

• Utenti con consumi medio-bassi: questa categoria comprende circa 5,9 milioni di famiglie (il 25% del totale), il quale consumo medio annuo risulta di circa 2.200 KWh. Gli utenti di questa categoria sono per la maggior parte famiglie con figli, con possibilità economiche ridotte o comunque sotto la media. Queste famiglie rappresentano il 20% dell’energia elettrica totale consumata dalle famiglie italiane.

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• Utenti con consumi medio-alti: questa categoria racchiude circa 5,5 milioni di famiglie (il 23% del totale), il quale consumo medio annuo risulta pari a 3.100 KWh. Gli utenti di questa categoria sono per lo più famiglie con figli, con possibilità economiche sopra la media. Queste famiglie rappresentano il 30% dei consumi totali.

• Utenti con alti consumi: a questa classe di consumatori appartengono circa 4,7 milioni di famiglie (il 18% del totale), e risulta la classe con il consumo medio annuo maggiore, superiore ai 4.600 KWh. Gli utenti di questa categoria sono famiglie con figli e un reddito che risulta superiore alla media nazionale. A questa categoria è attribuibile il 35% del consumo totale domestico.

Ovviamente ogni categoria presentata utilizza gli apparecchi elettrici con modalità diverse per frequenza e durata, in funzione dei diversi stili di vita e delle caratteristiche del nucleo familiare. Un altro aspetto da valutare, che comporta una modifica dei consumi, è quello territoriale che determina sia diverse condizioni climatiche sia diverse caratteristiche socio-economiche. Ad esempio vi sono zone in cui non vi sono alternative al consumo di energia elettrica in quanto non sono presenti fonti energetiche diverse, come nelle aree di montagna che non sono coperte dalla rete del gas. In queste zone ovviamente si avrà un consumo elettrico maggiore rispetto a quello medio nazionale.

Figura 2.5 Distribuzione delle famiglie per consumo elettrico annuo. Fonte: L'Energia Elettrica (Maggio-Giugno 2010).

Nel seguito vi è rappresentata la divisione delle categorie dei consumatori, con un ulteriore analisi riguardo alle modalità di consumo. Questa divisione permette di capire come le diverse tipologie di famiglie utilizzino l’energia elettrica e per quali attività.

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% Fino a 1.800 KWh 1.801-2.500 KWh 2.500-3.500 KWh Oltre 3.500 KWh Famiglie% Consumi%